含新能源接入的多端柔直系统电网支撑型控制策略研究

刘黎，国网浙江省电力有限公司舟山供电公司，2025.09.11 汇报提纲 研究背景 电网支撑型控制策略研究 主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 四控保策略工程应用研究 五总结及展望 一、 研究背景 嵊泗7号风电2026年，25.2万千瓦 研究背景 嵊泗1号风电2026年，39.6万干瓦 近年来，浙江省海上风电发展进一步提速，其接入和消纳问题也日益凸显。交流并网具有系统结构简单、短距离造价相对低等优势在近海新能源并网方面具有优势，但是交流海缆输送距离存在制约且长距离海缆交流送出存在工频过电压等问题。柔性直流并网具有远距离输电损耗小、控制能力强等优点，通过快速响应和精准控制可以更好适应新能源的间歇性、波动性，支撑新能源友好接入。 嵊泗3号4号风电2025年，40.8万千瓦 岱山2号风电2027年，30万千瓦 舟山海风 浙江省海上风电总装机已近500万干瓦，预计2030年达2000万千瓦。 舟山地区新能源装机已达226万千瓦，2030年将达到353万千瓦，其中海上风电173万干瓦。 浙江海风 一、研究背景 研究背景 多端柔性直流输电技术是解决大规模远距离新能源接入的重要手段之一。我国新能源资源主要集中在西北部的“沙戈荒”地区以及东部“深远海”地区，与负荷中心呈逆向分布特点，必须通过远距离大容量的输电来扩大新能源的消纳范围。目前，柔性直流输电技术被认为是新型电力系统建设的重点方向之一，特别是在海上风电并网等领域。 舟山具备建设海上风电直流多端组网技术的现实条件。 舟山已于2014年建成投运世界首个五端柔性直流输电工程，通过直流互联电网连接定海、岱山、衢山、泗礁、洋山等区域5座换流站，合计总容量1000兆瓦，积累了丰富的柔直电网运行经验。目前计划结合五端柔直控保改造和嵊泗7号海风接入项自建成世界首个六端柔性直流输电示范工程。 一、 研究背景 当前存在问题 当前柔直换流站多采用跟网型控制，通过锁相环同步电网，对电网体现为受控电流源性质随看新能源占比提高，电网强度降低，引发频率稳定及宽频振荡等问题 一、 研究背景 当前存在问题 对于舟山多端柔直工程，部分换流站需要在联网与孤岛两种工况下切换。“跟网型”控制下的换流器无法孤岛运行，控制切换过程中易出现各类振荡问题，影响柔直系统的稳定运行 采用构网型主动支撑控制是未来多端柔直系统的重要发展趋势！ 汇报提纲 研究背景 电网支撑型控制策略研究 主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 四控保策略工程应用研究 五总结及展望 电网支撑型控制策略研究 现有构网控制的不足 目前柔直换流器的构网型控制大多基于某一类控制目标设计，不同控制目标下控制策略的结构往往差别较大，难以统一，不便于实际工程应用，尤其是需要控制模式切换的场景。 有功功率反馈型构网控制：通过功率反馈与虚拟转子方程来构造电网同步函数 直流电压反馈型构网控制：通过直流电压反馈与直流电容转子物理等效来构造同步函数 电网支撑型控制策略研究 现有构网控制的不足 下垂控制：缺乏惯量支撑，无法控制直流电压 匹配控制：难实现阻尼，稳态直流母线电压可能偏离额定值 ？如何利用MMC拓扑的优势开发出能够同时实现多目标控制的构网控制策略？ 虚拟同步机（VSG）：无法控制直流电压 电网支撑型控制策略研究 基于子模块能量同步的同步机制 利用MMC与同步发电机在动力学特性上的一致性，提出一种基于子模块能量的构网控制架构，能够完全模拟同步发电机的同步原理，而不限于某个特定控制目标（例如定直流电压或 电网支撑型控制策略研究二 基于子模块能量同步的同步机制 举例来说，当电网频率下降，MMC输出频率大于电网频率，MMC功角上升，导致交流输出有功增加，使MMC子模块能量下降，MMC根据子模块能量下降幅度降低输出频率，恢复同步。 电网支撑型控制策略研究 直流侧多自标控制模块 MMC上下桥臂投入的子模块数目，即插入指数由两个部分组成，其中直流为共模量，交流为差模量。常规控制中，共模量Ncom一般设为常数，也即子模块电容电压和直流电压比例固定。 MMC直流侧等效 电网支撑型控制策略研究 直流侧多自标控制模块 在此基础上，本研究通过引入共模插入指数Ncom的控制自由度，使子模块电容电压与直流电压解耦，可以在统一的控制架构下，实现三个维度的控制，分别是直流电压、有功功率以及子模块能量（即输出频率）。 电网支撑型控制策略研究 直流侧多自标控制模块 通过将不同维度的控制系数置0，可以将三维的控制架构降维成或单自标控制、双自标下垂控制，也可以同时保留三个维度，实现三自标下垂控制， 电网支撑型控制策略研究 交流侧多目标控制模块 同理，通过对交流侧插入指数的控制，可以实现交流侧多目标控制。具体有联网运行下的无功控制，无功电压下垂控制，以及孤岛运行下的定电压控制。 电网支撑型控制策略研究 联网下的频率支撑 通过采用P-f下垂控制，可以实现联网下对受端电网的频率支撑，例如当受端电网（例如舟山本地电网）因负荷突增导致频率下降时，换流站自发增加输出有功，或减小输入有功，从其他电网（例如浙江或上海大电网）自发调用功率支撑频率。 电网支撑型控制策略研究 孤岛下的频率支撑 在直流电压变化上，孤岛换流器能够从直流电压中提取电网频率变化，并将之映射到风场频率中，调用风机惯量支撑交流电网。 电网支撑型控制策略研究 控制方案应用示例 示例一：单点直流电压（主从）控制 >舟定站为主受端换流站，作为功率平衡节点，工作在定直流电压控制模式。 (Kdc±0, Kp=Kw=0) 》舟岱站、舟衢站、舟洋站、舟泗站作为从站，工作在定功率控制模式下 (Kp ±0, Kdc=Kw=0) >舟嵊站孤岛运行(Kw ±0, Kdc =Kp=0) 电网支撑型控制策略研究 控制方案应用示例 示例二：主从控制下的联网-孤岛转换 >在主从控制下，断开舟洋站断路器，舟洋站由联网转为孤岛运行。 >将舟洋站的K逐渐降低为O，Kw逐渐上升至额定值，无需切换控制模式，实现平滑的联网-孤岛切换。 二、电网支撑型控制策略研究 控制方案应用示例 示例三：主从控制下的功率支撑 >主站采用Udc-f二维，直流电压跟踪电网频率(Kdc±0, Kw ±0, Kp=0) >从站采用P-f二维，实现电网间功率互济(Kp ±0, Kw ±0, Kdc=0) >舟嵊站采用Udc-f二维，镜像电网频率(Kdc±0, Kw 0, Kp=0) 电网支撑型控制策略研究 控制方案应用示例 示例四：多点直流电压（下垂）控制 》舟定站、舟岱站、舟衢站、舟泗站、舟洋站采用Udc-f二维，共同控制直流电压(Kdc±0,Kp±0,Kw=0) 》舟嵊站孤岛运行 (Kw ±0, Kdc =Kp=0) 电网支撑型控制策略研究 控制方案应用示例 示例五：下垂控制下的频率支撑 》舟定站、舟岱站、舟衢站、舟泗站、舟洋站采用三维度控制(Kdc±0,Kp±0,Kw±0) >舟嵊站采用二维度控制(Kdc±0, Kw±0, Kp=0) 》能够在多点直流电压控制的基础上，实现联网功率互济与频率镜像 汇报提纲 研究背景 电网支撑型控制策略研究 三主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 四控保策略工程应用研究 五总结及展望 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 舟山六端交直流混联系统建模 在PSCAD仿真软件中建立了舟山六端交直流混联系统： 》直流侧包含舟定、舟岱、舟衢、舟洋、舟泗、舟嵊站; 》交流侧包含云顶变、洛伽变、蓬莱变、大衢变、列岛变、嵊泗变、沈家湾变;>共连接2个风力发电场站，分别为100MW和250MW，2个光伏发电场站，分别为100MW和480MW。 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 舟山六端交直流混联系统建模 交流大电网与本地电网均采用PSCAD的详细同步发电机模型+负载来等效，且同步发电机均包含励磁、调速等控制环节 三、 3主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况1 >采用示例三主从控制+频率响应 >舟衢站交流侧局部本地交流电网负荷骤增，导致交流频率波动 三、 3主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况1 >舟衢站交流频率下降后，连接大电网的换流站输出功率下降，降低的功率转移到舟站中，支撑本地电网频率 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况2 >采用示例二主从控制+联网/孤岛转换 》在主从控制下，断开舟洋站断路器舟洋站由联网转为孤岛运行 将舟洋站的Kdc逐渐降低为0，Kw逐渐上升至额定值，无需切换控制模式，实现平滑的联网-孤岛切换 三、 主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况2 >5s断路器断开，则风机2号场站与光伏2号场站发出功率将全部由舟洋站对外输出，舟洋站由联网运行状态转为孤岛运行状态，且有功潮流反转 >切换过程中，交流电压、电流、直流电压及频率等关键电气量的暂态波动幅值可控，且能快速恢复至稳态运行区间 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况3 >采用示例二主从控制 》初始时，舟定站作为主站采用定直流电压控制。在t=12秒时，舟定站由定直流电压控制转为定有功功率控制，舟洋站由定有功功率控制转为定直流电压控制。 三、 3主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况3 》舟定站、舟洋站平滑切换。其他换流站定有功功率运行和孤岛运行，有功功率几乎不受影响。 三、 三主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况4 > 采用示例二主从控制 > 系统115kV母线在t=4s时出现三相接地故障，故障发生点见下图所示。电压跌落至0.2pu持续625ms。 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况4 >舟站故障期间各电气量在限制范围内波动，故障结束后能快速回复稳态运行。 故障时，舟站有功降为0，且在所提构网控制下，全部容量用于输出无功电流主动支撑电网电压 三、主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 仿真工况5 >采用示例四多点直流电压（下垂）控制>舟洋站与舟泗站间的直流传输线路发生故障，直流断路器动作断开，故障发生点见下图所示。 三、三主动支撑能力的全电磁哲态仿真研究 仿真工况5 >舟洋站各电气量故障期间在允许范围内波动，并逐渐恢复稳定。 >舟泗站因直流侧断开，有功功率降为0，可转入STATCOM运行 汇报提纲 研究背景 电网支撑型控制策略研究 主动支撑能力的全电磁暂态仿真研究 四控保策略工程应用研究 五总结及展望 四、控保策略工程应用研究 自适应构网技术的多端柔直系统联网孤岛切换方法 通过控制算法识别联网孤岛状态，切换构网控制算法的阻尼系数D，实现基于自适应构网技术的多端柔直系统联网孤岛切换。 构网控制采用功率同步环节模拟同步发电机的转子运动方程 联网孤岛状态识别方法采用频率分量以及稳控系统孤岛信号 四、控保策略工程应用研究 自适应构网技术的多端柔直系统联网孤岛切换方法 换流站采用构网控制策略，舟洋站满功率运行。100MW光伏系统采用交流方式接入。3.2s电源开关（QF3）分位，柔直系统联网孤岛切换，构网控制算法阻尼系数D切换为Dgd，整个联网转孤岛过程中，未出现高频分量，光伏系统未损失功率，交流电压无冲击。 四、控保策略工程应用研究 自适应构网技术的多端柔直系统联网孤岛切换方法 联网模式下，舟洋站基于构网控制，有功功率运行在目标值。光伏系统推送满功率，交流电压稳定至1pu。此工况下舟洋站运行正常，光伏系统推送功率正常，交流电压恒保持为1pu。 四、控保策略工程应用研究 自适应构网技术的多端柔直系统联网孤岛切换方法 舟洋站构网控制，并孤岛运行。舟洋站建立交流电压。100MW光伏由沈家湾变接入舟洋换流站的交流电网，光伏系统于2s解锁并在2.5s完成推送100MW有功功率。此工况舟洋站运行正常，光伏系统推送功率正常。 四、控保策略工程应用研究 电网支撑型多端